CA2463466A1 - Well drilling method and drilling fluid - Google Patents
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Classifications
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Abstract
Une méthode de forage de puits comporte l'évacuation des déblais de forage a u moyen d'un fluide de forage aqueux tel qu'une mousse comprenant un agent moussant constitué de ou comprenant au moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique. Le fluide de forage est plus particulièrement so us la forme d'un sel de potassium et/ou d'alcanolamine et/ou d'alkylalcanolamin e, la mousse comprenant en outre un stabilisateur de mousse.A method of drilling a well includes removing the cuttings using an aqueous drilling fluid such as a foam comprising a foaming agent consisting of or comprising at least one mono-ester of aliphatic hydrocarbyl phosphate. The drilling fluid is more particularly in the form of a potassium and / or alkanolamine and / or alkylalkanolamin e salt, the foam further comprising a foam stabilizer.
Description
METHODE DE FORAGE DE PUITS ET FLUIDE DE FORAGE
La présente invention concerne le forage de puits, en particulier des puits de pétrole et/ou des puits de gaz, utilisant un fluide de forage sous forme de mousse.
Les fluides de forage sous forme de mousse aqueuse sont typiquement utilisés lors du forage de puits dans des conditions dites de « sous-équilibre » (ou allégées), c'est-à-dire lorsque, au niveau du forage, la pression du fluide de puits est inférieure à
celle qui règne dans la roche aux alentours du puits. En général, on prépare la mousse au niveau de la tête de puits en mélangeant une solution de tensioactif et un gaz au moyen d'un dispositif de mélange du commerce, puis elle est injectée dans le puits par pompage jusqu'à
la zone de lo forage, généralement au milieu de la garniture de forage, et dans l'espace généralement annulaire entre la garniture de forage et la paroi du puits, autour de la tête de forage, afin d'envelopper les déblais de forage et de les ramener à la tête de puits à
travers l'espace annulaire. Les déblais sont ensuite séparés du fluide avant d'être évacués.
Les mousses constituent un bon support pour les déblais de forage et pour leur évacuation, et elles assurent un faible endommagement de la formation en cas de forage dans des conditions de sous-équilibre (lorsque la pression dans le fluide forage est inférieure à la pression de pore dans la roche environnante).
Afin de constituer des fluides de forage efficaces, ces mousses doivent présenter une grande stabilité dans des conditions de fond tout en présentant une capacité de rupture 2o importante au retour à la surface, de manière à éviter la manipulation de grands volumes de mousse à la surface et à permettre la séparation des déblais et du fluide de forage. Ce changement de propriétés est généralement obtenu en ajoutant des agents chimiques de démoussage à la mousse, ce qui modifie la composition de telle manière que, après séparation des déblais, il est impossible de redonner au liquide la forme d'une mousse susceptible d'être utilisée pour une opération de forage ultérieure. La demande de brevet internationale WO-A-94/17 154 propose de fournir un fluide de forage sous forme de mousse réversible en utilisant une combinaison d'un tensioactif amphotère et soit d'un tensioactif anionique tel qu'un alkyl-sulfate ou un sulfate d'alkyl-éther, soit d'un tensioactif cationique afin de générer une mousse aqueuse sensible au pH. Pour la combinaison amphotère/anionique, la mousse est stable à un pH alcalin (> 9,5) et peut être détruite à un pH acide (< 4), et pour la combinaison amphotère/cationique, la mousse est stable à un pH acide (< 4) et peut être détruite à un pH alcalin (> 9,5).
Cette technique présente l'inconvénient de nécessiter la mise en oeuvre de deux types de tensioactifs, de nécessiter un changement important de pH pour passer d'un état moussant à un état non moussant, et elle produit une mousse relativement sensible à la présence d'hydrocarbures.
WO 03/035794 WELL DRILLING METHOD AND DRILLING FLUID
The present invention relates to the drilling of wells, in particular wells oil and / or gas wells, using a drilling fluid in the form of foam.
Drilling fluids in the form of aqueous foam are typically used then drilling wells under conditions known as “under-equilibrium” (or light), that is to say when, at the drilling level, the pressure of the well fluid is less than the one who reigns in the rock around the well. In general, the foam is prepared with head level well by mixing a surfactant solution and a gas using a device commercial mixture, then it is injected into the well by pumping up the area of lo drilling, usually in the middle of the drill string, and in space usually annular between the drill string and the wall of the well, around the head drilling, so wrap the cuttings and bring them back to the wellhead at through space annular. The cuttings are then separated from the fluid before being evacuated.
The foam constitute a good support for the cuttings of drilling and for their evacuation, and they ensure little damage to the formation when drilling in conditions of under-equilibrium (when the pressure in the drilling fluid is lower than the pore pressure in the surrounding rock).
In order to constitute effective drilling fluids, these foams must present great stability under background conditions while presenting a breaking capacity 2o important on returning to the surface, so as to avoid manipulation of large volumes of foam on the surface and allow separation of the cuttings and the drilling. This change of properties is usually achieved by adding agents chemicals foam defoaming, which changes the composition so that, after separation of spoil, it is impossible to return the liquid to the form a foam can be used for a subsequent drilling operation. The patent application WO-A-94/17 154 proposes to supply a drilling fluid under made of reversible foam using a combination of an amphoteric surfactant and either of anionic surfactant such as an alkyl sulfate or an alkyl ether sulfate, either of cationic surfactant to generate an aqueous pH sensitive foam. For the amphoteric / anionic combination, the foam is stable at an alkaline pH (> 9.5) and maybe destroyed at an acidic pH (<4), and for the amphoteric / cationic combination, the foam is stable at acidic pH (<4) and can be destroyed at alkaline pH (> 9.5).
This technique has the disadvantage of requiring the implementation of two types of surfactants, require a significant change in pH to go from a foaming state to a state no foaming, and it produces a foam relatively sensitive to the presence hydrocarbons.
WO 03/035794
2 PCT/FR02/03497 La présente invention concerne la production de fluides de forage sous forme de mousse par utilisation de tensioactifs anioniques particuliers, plus spécifiquement des esters phosphates d'hydrocarbyle aliphatique et plus particulièrement des mono-esters phosphates d'hydrocarbyle aliphatique, pour générer la mousse, en particulier de manière à
permettre aisément et de manière répétée la production et la rupture de la mousse sous pH
contrôlé. De plus, les mousses produites selon cette méthode et avec les formulations de l'invention présentent une bonne tolérance aux hydrocarbures.
La présente invention fournit ainsi une méthode de forage de puits comprenant l'évacuation des déblais de forage au moyen d'un fluide de forage sous forme de mousse l0 aqueuse contenant un agent moussant constitué de ou comprenant au moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique.
La nature anionique du mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique offre la possibilité de générer une mousse dans des conditions relativement moins acides ou alcalines et de la détruire dans des conditions plus acides. Ce mécanisme repose sur le fait que les groupes acides dans l'ester phosphate sont ionisés dans des conditions alcalines ou faiblement acides, ce qui contribue aux performances moussantes des esters, alors que dans des conditions plus acides, l'ionisation est au moins partiellement inversée, ce qui réduit la charge nette sur la molécule et la capacité moussante de l'ester phosphate.
Pour des raisons qui n'ont pas encore été éclaircies, le changement dans les propriétés moussantes apparaît 2o beaucoup plus nettement dans les mono-esters phosphates que dans les diesters, si bien qu'il est souhaitable d'utiliser des mono-esters et en pratique des produits à
base d'ester présentant une forte teneur en mono-esters. On pense que le changement observé
dans la charge nette peut modifier la solubilité de l'agent moussant, si bien que la forme moins chargée ou non chargée est en fait éliminée du système moussant du fait de la diminution de la solubilité. Quel que soit le mécanisme, cet effet peut être observé en particulier avec les agents moussants à forte teneur en mono-esters.
En général, le passage de l'état moussant à l'état non moussant peut s'effectuer sure un intervalle de pH relativement étroit, souvent égal ou inférieur à environ 1 unité de pH, généralement du côté acide, typiquement entre 5 et 2,5, plus souvent entre 3 et 4,5. Le 3o moussage est favorisé par des niveaux de pH supérieurs au niveau minimum requis, et il s'effectue généralement à un pH d'au moins 5, de préférence au moins 7,5, plus souvent au moins 8 et de préférence de 8 à 10, plus particulièrement d'environ 9. La rupture de la mousse est favorisée par des valeurs de pH inférieures à 4, plus souvent inférieures à
environ 3, mais généralement pas inférieures à environ 2.
WO 03/035794 2 PCT / FR02 / 03497 The present invention relates to the production of drilling fluids in the form of foam by using specific anionic surfactants, plus specifically aliphatic hydrocarbyl phosphate esters and more particularly mono-esters aliphatic hydrocarbyl phosphates, to generate foam, in particular in a way to easily and repeatedly allow the production and disruption of the foam under pH
control. In addition, the foams produced according to this method and with the formulations of the invention has good tolerance to hydrocarbons.
The present invention thus provides a method of drilling wells comprising removal of drill cuttings using drilling fluid in the form foam 10 aqueous containing a foaming agent consisting of or comprising at least one mono-ester aliphatic hydrocarbyl phosphate.
The anionic nature of the aliphatic hydrocarbyl monoester phosphate provides the possibility of generating foam in relatively less conditions acids or alkaline and destroy it under more acidic conditions. This mechanism is based on the fact that the acid groups in the phosphate ester are ionized under conditions alkaline or weakly acidic, which contributes to the foaming performance of esters, Whereas in more acidic conditions, the ionization is at least partially reversed, which reduces the net charge on the molecule and the foaming capacity of the phosphate ester.
For reasons that have not yet been cleared up, the change in properties foaming appears 2o much more clearly in the mono-phosphate esters than in the diesters, so well that it is desirable to use mono-esters and in practice products to ester base having a high content of mono-esters. It is believed that the observed change in the net load may affect the solubility of the foaming agent, such that the less form charged or uncharged is actually eliminated from the foaming system due to the decrease solubility. Whatever the mechanism, this effect can be observed by particular with foaming agents with a high content of mono-esters.
In general, the transition from the foaming state to the non-foaming state can be sure a relatively narrow pH range, often equal to or less than about 1 pH unit, generally on the acid side, typically between 5 and 2.5, more often between 3 and 4.5. The 3o foaming is favored by pH levels above the minimum level required, and it generally takes place at a pH of at least 5, preferably at least 7.5, more often at minus 8 and preferably from 8 to 10, more particularly around 9. The rupture of the foam is favored by pH values below 4, more often less than about 3, but generally not less than about 2.
WO 03/035794
3 PCT/FR02/03497 Ainsi, la présente invention propose une méthode de forage de puits comprenant les étapes suivantes:
on évacue les déblais de forage par l'introduction dans le puits d'une mousse aqueuse formée à partir d'une solution aqueuse d'un agent moussant constitué
de ou comprenant au moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique, la phase aqueuse de la mousse ayant un pH d'au moins 5, et d'un gaz ;
- la mousse fait remonter les déblais de forage jusqu'au sommet du puits ;
- le pH de la mousse contenant les déblais est ramené à un pH acide auquel la mousse se détruit, généralement un pH inférieur à 4, pour former une suspension aqueuse de déblais de forage ; et les déblais sont ensuite séparés de la suspension, ce qui permet de retrouver une solution aqueuse d'agent moussant.
On peut réutiliser cette solution aqueuse d'agent moussant ainsi reformée pour former une mousse en augmentant d'abord son pH jusqu'à un niveau où l'agent moussant est à nouveau actif. Le volume de solution aqueuse reformée sera généralement inférieur au volume initial du fait de l'adsorption ou de l'absorption dans les déblais de forage, et la concentration de l'agent moussant peut être réduite par adsorption sur les déblais de forage.
Des quantités complémentaires d'eau, d'agent moussant et, si nécessaire, d'autres composants du système sont habituellement ajoutées avant réutilisation.
2o Ainsi l'invention concerne aussi une méthode de forage de puits comprenant l'évacuation des déblais de forage, comprenant les étapes suivantes (i) on remonte les déblais de forage jusqu'au sommet du puits en introduisant dans le puits une mousse aqueuse formée à partir d'une solution aqueuse d'un agent moussant constitué de ou comprenant an moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique, la phase aqueuse de la mousse ayant un pH d'au moins 5, ainsi qu'un gaz, et la mousse aqueuse est ramenée jusqu' à la tête du puits ;
(ü) on ramène le pH de la mousse contenant les déblais de forage à un pH acide auquel la mousse se détruit, généralement un pH inférieur à 4, pour former une suspension aqueuse de déblais de forage ;
(iii) on sépare les déblais de forage de la suspension pour produire une solution aqueuse d'agent moussant reformée ; et (iv) on recycle la solution aqueuse à l'étape (i), en ajoutant à la solution aqueuse d'agent moussant les quantités nécessaires d'ingrédients frais tels que de l'eau et/ou un agent moussant.
WO 03/035793 PCT / FR02 / 03497 Thus, the present invention provides a method of drilling wells comprising the following steps:
the drill cuttings are removed by introducing foam into the well aqueous formed from an aqueous solution of a foaming agent consisting of or comprising at least one aliphatic hydrocarbyl phosphate mono-ester, the aqueous phase of the foam having a pH of at least 5, and of a gas;
- the foam brings the cuttings up to the top of the well;
- the pH of the foam containing the cuttings is reduced to an acidic pH at which the foam is destroyed, usually a pH below 4, to form a suspension aqueous drill cuttings; and the cuttings are then separated from the suspension, which allows to find a aqueous solution of foaming agent.
This aqueous solution of foaming agent thus reformed can be reused to form a foam by first increasing its pH to a level where the agent foaming is active again. The volume of reformed aqueous solution will generally be inferior at the initial volume due to adsorption or absorption in the cuttings drilling, and the foaming agent concentration can be reduced by adsorption on drill cuttings.
Additional amounts of water, foaming agent and, if necessary, other System components are usually added before reuse.
2o Thus the invention also relates to a method of drilling wells comprising the removal of drill cuttings, comprising the following steps (i) the cuttings are brought up to the top of the well by introducing in the well an aqueous foam formed from an aqueous solution of an agent foaming agent consisting of or comprising at least one phosphate mono-ester of aliphatic hydrocarbyl, the aqueous phase of the foam having a pH of at least less 5, as well as a gas, and the aqueous foam is brought up to the well head ;
(ü) the pH of the foam containing the cuttings is reduced to an acid pH
which the foam destroys, usually a pH below 4, to form a suspension aqueous drill cuttings;
(iii) the cuttings are separated from the suspension to produce a aqueous solution reformed foaming agent; and (iv) the aqueous solution is recycled in step (i), adding to the solution aqueous of foaming agent the necessary quantities of fresh ingredients such as water and / or a foaming agent.
WO 03/03579
4 PCT/FR02/03497 L'invention concerne également un fluide de forage sous forme d'une mousse aqueuse contenant un agent moussant, constitué de ou comprenant au moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique tel que, en particulier, un sel de potassium et/ou d'alcanolamine et/ou d'alkylalcanolamine, la mousse comprenant en outre un stabilisateur de mousse, de préférence tel que décrit ci-dessous, en particulier un tensioactif tel qu'un sulfate d'alkyl-éther, notamment un sel de potassium edou d'alcanolamine etlou d' alkylalcanolamine.
L'invention inclut un fluide aqueux capable de mousser, comprenant un agent moussant constitué de ou comprenant au moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle l0 aliphatique tel que, en particulier, un sel de potassium et/ou d'alcanolamine etlou d'alkylalcanolamine, et comprenant en outre un stabilisateur de mousse, de préférence tel que décrit ci-dessous, en particulier un tensioactif tel qu'un sulfate d'alkyl-éther, notamment un sel de potassium et/ou d'alcanolamine et/ou d'alkylalcanolamine, le fluide aqueux ayant un pH d'au moins 5, de préférence au moins 7, et plus spécifiquement au moins 8.
Le mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique est de préférence un composé
de formule (I) R1O - (EO)n - P(O)OZ HX Catly (I) où
- Rl désigne un groupe hydrocarboné aliphatique ;
- EO un groupe éthylènoxy ;
- n est un nombre de 0 à 10 ;
- Cat1 est un cation présentant une cationicité monovalente ;
- x est un nombre de 0 à 1 ;
- y est un nombre de 1 à 2 ; et - x+Y=2.
Il est important que l'agent moussant sous forme d'ester phosphate anionique ait une teneur élevée en mono-esters phosphates. Les principales impuretés rencontrées dans les produits à base de mono-esters phosphates sont généralement des diesters et, dans une moindre mesure, des triesters. Dans la présente application, les diesters présentent une efficacité moindre et peuvent même se révéler contre-productifs en ne contribuant que faiblement, voire pas du tout, au moussage dans une substance alcaline. Bien qu'ils puissent produire une mousse plus stable dans des conditions acides, cette mousse est néanmoins moins stable et présente des propriétés moins intéressantes que la mousse générée par des produits à forte teneur en mono-esters. En général, la teneur en mono-esters de l'agent moussant est au moins égale à 50 %, plus généralement au moins 75 %, de préférence au moins 80 % et typiquement au moins 90 %, par exemple de 88 à
93 % en poids. Des teneurs supérieures peuvent être envisagées, ce qui entraîne toutefois une augmentation sensible du coût de fabrication. 4 PCT / FR02 / 03497 The invention also relates to a drilling fluid in the form of a foam.
aqueous containing a foaming agent, consisting of or comprising at least one mono-ester aliphatic hydrocarbyl phosphate such as, in particular, a salt of potassium and / or alkanolamine and / or alkylalkanolamine, the foam further comprising a stabilizer foam, preferably as described below, in particular a surfactant such as alkyl ether sulfate, especially a potassium salt or alkanolamine and / or of alkylalkanolamine.
The invention includes an aqueous fluid capable of foaming, comprising an agent foaming agent consisting of or comprising at least one phosphate mono-ester hydrocarbyl l0 aliphatic such as, in particular, a potassium salt and / or alkanolamine etlou alkylalkanolamine, and further comprising a foam stabilizer, preference such as described below, in particular a surfactant such as an alkyl sulfate ether, in particular a potassium and / or alkanolamine and / or alkylalkanolamine salt, the fluid aqueous with a pH of at least 5, preferably at least 7, and more specifically at minus 8.
The aliphatic hydrocarbyl monoester phosphate is preferably a compound of formula (I) R1O - (EO) n - P (O) OZ HX Catly (I) or - R1 denotes an aliphatic hydrocarbon group;
- EO an ethylenoxy group;
- n is a number from 0 to 10;
- Cat1 is a cation having a monovalent cationicity;
- x is a number from 0 to 1;
- y is a number from 1 to 2; and - x + Y = 2.
It is important that the foaming agent in the form of anionic phosphate ester has a high content of mono-phosphate esters. The main impurities encountered in products based on phosphate monoesters are generally diesters and, in a lesser measure, triesters. In this application, the diesters present a less effective and may even be counterproductive by not contributing that weakly, if at all, foaming in an alkaline substance. Well they can produce a more stable foam under acidic conditions, this foam is nevertheless less stable and has less interesting properties than the foam generated by products with a high content of mono-esters. In general, the content in mono-esters of the foaming agent is at least equal to 50%, more generally at minus 75%, preferably at least 80% and typically at least 90%, for example from 88 to 93% in weight. Higher contents can be envisaged, which leads to however a significant increase in manufacturing cost.
5 Le groupe hydrocarbyle, le groupe R1 dans la formule (I), dans l'ester utilisé
comme agent moussant dans la présente invention est de préférence un groupe hydrocarbyle en C8 à CAB, plus généralement Clo à C16 et plus particulièrement C~2 à C14 ; il s'agit en particulier d'un groupe alkyle ou alkényle. Il peut s'agir d'un groupe à chaîne droite, à chaîne ramifiée ou cycloaliphatique, mais on utilisera de préférence un groupe à
chaîne droite, par exemple un groupe alkyle ou alkényle à chaîne droite. La présence de ramifications notamment en CZ ou de ramifications plus longues, ou encore de groupes cycliques, peut avoir des effets contraires sur les propriétés moussantes du tensioactif et peut en outre le rendre moins aisément biodégradable, si bien qu'on leur préférera les groupes linéaires de poids moléculaire équivalent.
Le groupe hydrocarbyle, Rl dans la formule (I), peut être lié directement au groupe phosphate, comme dans un ester phosphate d'hydrocarbyle, en particulier alkylé, ou lié par un groupe alkylènoXy, en particulier un groupe éthylènoxy. Ainsi, dans les agents moussants de formule (I), le groupe (EO)n, avec EO et n tels que définis ci-avant, peut être inclus dans la molécule, mais sa présence n'est pas indispensable et les agents moussants 2o pourront être fabriqués plus simplement avec n = 0, c'est-à-dire en l'absence de ce groupe.
En présence d'une chaîne éthylènoxy, la valeur de n est de préférence comprise entre 1 et 5.
Les agents moussants utilisés dans la présente invention sont généralement inclus dans les fluides de forage sous forme de sels. De préférence, l'espèce formant le sel, correspondant à Catl dans la formule (I), est un cation présentant une cationicité
monovalente, ce qui signifie soit que le cation est monovalent, c'est-à-dire considéré
comme un ion portant une seule charge positive, soit que le cation porte deux ou plusieurs charges positives simples. On peut citer, à titre d'exemples de cations monovalents appropriés, les cations des métaux alcalins, par exemple du sodium ou de préférence du potassium, de l'ammonium ou de préférence de l'onium aminé, en particulier des cations onium d'hydroxyalkylamines. Ces derniers se prêtent particulièrement bien à la présente invention, les principales sources appropriées pour de tels cations étant les alcanolamines, comme par exemple la diéthanolamine et la triéthanolamine, les alkylalcanolamines telles que l'alkyl- (par exemple méthyl- ou éthyl-) diéthanolamine et les propanolamines WO 03/035794 5 The hydrocarbyl group, the group R1 in formula (I), in the ester in use as a foaming agent in the present invention is preferably a group hydrocarbyl at C8 to CAB, more generally Clo to C16 and more particularly C ~ 2 to C14; he it is in particular an alkyl or alkenyl group. It can be a chain group straight, branched chain or cycloaliphatic, but preferably used a group at straight chain, for example a straight chain alkyl or alkenyl group. The presence of ramifications notably in CZ or longer ramifications, or groups cyclic, can have opposite effects on the foaming properties of surfactant and can also make it less readily biodegradable, so they will prefer linear groups of equivalent molecular weight.
The hydrocarbyl group, R1 in formula (I), can be linked directly to the group phosphate, as in a hydrocarbyl phosphate ester, in particular alkylated, or bound by an alkylenoxy group, in particular an ethylenoxy group. So in agents foaming agents of formula (I), the group (EO) n, with EO and n as defined above before, maybe included in the molecule, but its presence is not essential and the foaming agents 2o can be produced more simply with n = 0, that is to say by the absence of this group.
In the presence of an ethylenoxy chain, the value of n is preferably understood between 1 and 5.
The foaming agents used in the present invention are generally included in drilling fluids in the form of salts. Preferably, the species forming salt, corresponding to Catl in formula (I), is a cation having a cationicity monovalent, which means either that the cation is monovalent, i.e.
considered as an ion carrying only one positive charge, that is, the cation carries two or many simple positive charges. We can cite, as examples of cations monovalent alkali metal cations, for example sodium or preference of potassium, ammonium or preferably onium amino, in particular cation hydroxyalkylamine onium. These are particularly suitable for present invention, the main suitable sources for such cations being alkanolamines such as diethanolamine and triethanolamine, alkylalkanolamines such than alkyl- (e.g. methyl- or ethyl-) diethanolamine and propanolamines WO 03/035794
6 PCT/FR02/03497 correspondantes. A titre d'exemples de cations portant deux ou plusieurs charges positives simples, on peut citer la classe des polyamines.
Dans la formule ~ (I), les valeurs de x et y dépendent du degré de neutralisation formelle des groupes acides et, en fonction des espèces effectivement présentes dans le système aqueux, elles peuvent varier avec le pH du système aqueux. Du fait de cette variabilité, elles peuvent également être non-entières. En particulier lorsque le pH a été
changé, le système peut comporter des formes « à base libre » du cation, notamment lorsque le cation est à base d' ammoniaque ou d' amine.
On peut citer, à titre d'exemples d'agents moussants à base d'esters phosphates particulièrement appropriés, les mono-esters phosphates (Clona-alkylés, plus particulière-ment Clm3-alkylés et notamment alkylés linéaires), en particulier les sels de potassium ou plus spécifiquement encore les sels de triéthanolamine.
La présente invention concerne ainsi une méthode de forage de puits comprenant l'évacuation des déblais de forage au moyen d'un fluide de forage à base de mousse aqueuse comprenant un agent moussant constitué de ou comprenant au moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique, de préférence un agent moussant à
base d'un mono-ester phosphate alkylé (de Clo à C16, en particulier de C12 à C14) présentant une teneur en mono-ester au moins égale à 75 %, de préférence au moins 80 % en poids, en particulier sous forme de sel de potassium etlou d'alcanolamine et/ou d'alkylalcanolamine.
L'avantage de tels agents moussants à base d'esters phosphates réside dans le fait qu'ils présentent une bonne biodégradabilité et une faible toxicité aquatique, si bien qu'ils se prêtent particulièrement bien aux opérations de forage dans des environnements aquatiques et notamment marins.
Un fluide de forage à base de mono-esters phosphates d'hydrocarbyle tels que décrits ci-avant peut produire de bonnes mousses pouvant comporter des modificateurs de rhéologie qui leur confèrent une bonne capacité d'entraînement des déblais et une bonne tolérance aux hydrocarbures. Elles présentent en outre une stabilité
raisonnable en présence d'électrolytes simples, comme par exemple le chlorure de sodium, habituellement présents dans les fluides de forage, soit tels quels soit sous forme de sels provenant des formations rocheuses forées. Ces mousses simples sont toutefois sensibles à la présence d'électrolytes porteurs de charges multiples, notamment le Ca2+ et le Mgz+, tels que ceux qui se trouvent dans l'eau dure. On peut améliorer sensiblement la stabilité des mousses en contact avec de l'eau ou constituées à partir d'eau contenant de telles espèces d'électrolytes porteurs de charges multiples en incorporant un stabilisateur à la mousse aqueuse. Le stabilisateur de mousse peut être un tensioactif à base de sulfate alkylé (sulfate d'alcool), un tensioactif au 6 PCT / FR02 / 03497 corresponding. As examples of cations carrying two or more positive charges simple, we can cite the class of polyamines.
In the formula ~ (I), the values of x and y depend on the degree of neutralization formal acid groups and, depending on the species actually present in the aqueous system, they can vary with the pH of the aqueous system. Because of this variability, they can also be non-integers. Especially when the pH was changed, the system can include “free base” forms of the cation, especially when the cation is based on ammonia or amine.
Mention may be made, as examples of foaming agents based on esters phosphates particularly suitable, the monoesters phosphates (Clona-alkylated, more particularly ment Clm3-alkylated and in particular linear alkylated), in particular the salts of potassium or more specifically still the triethanolamine salts.
The present invention thus relates to a well drilling method comprising removal of drill cuttings using a drilling fluid based on foam aqueous comprising a foaming agent consisting of or comprising at least one mono-aliphatic hydrocarbyl phosphate ester, preferably a foaming agent base of a alkylated phosphate mono-ester (from Clo to C16, in particular from C12 to C14) presenting a mono-ester content at least equal to 75%, preferably at least 80% by weight, in particular in the form of potassium salt and / or alkanolamine and / or of alkylalkanolamine.
The advantage of such foaming agents based on phosphate esters lies in the makes them have good biodegradability and low aquatic toxicity, if although they particularly suitable for drilling operations in environments aquatic especially sailors.
A drilling fluid based on mono-esters of hydrocarbyl phosphates such as described above can produce good foams which may include modifiers rheology which gives them a good ability to drive cuttings and a good tolerance to hydrocarbons. They also have stability reasonable in the presence simple electrolytes, such as sodium chloride, usually present in drilling fluids, either as such or in the form of salts from formations drilled rocky areas. These simple foams are however sensitive to the presence electrolytes carrying multiple charges, in particular Ca2 + and Mgz +, such as those which are found in hard water. Foam stability can be significantly improved by contact with water or made from water containing such species of electrolytes carriers of multiple loads by incorporating a stabilizer into the aqueous foam. The stabilizer foam may be a surfactant based on alkylated sulfate (alcohol sulfate), a surfactant
7 sulfate d'alkyl-éther, un phosphate d'alkyl-éther, soluble dans l'eau dans les conditions opératoires de pH, des dérivés alcanolamides d'acides gras ou un oxyde d'amine.
Les stabilisateurs de mousse à base de sulfate d'alkyl-éther les plus avantageux sont ceux répondant à la formule (II) RZ - (OCHZ - CHZ)", - OS03 Cat2 (II) où
- RZ désigne un groupe alkylé de C$ à C~6, plus généralement de Clo à C14 et notamment enCl2;
- m est un nombre de l .à 10, plus généralement de 2 à 5 (et peut être non-entier), ; et - Cat2 est un cation de canonicité monovalente.
Dans ces stabilisateurs, le cation Cat2 présente une cationicité monovalente telle que définie plus haut. De préférence, Cat2 est un cation monovalent tel qu'un métal alcalin, par exemple le sodiûm ou de préférence le potassium, l' ammonium ou, de préférence, un onium d'amine, en particulier des cations onium d'hydroxyalkylamine . Ces derniers se prêtent particulièrement bien à la présente invention, les principales sources appropriées pour de tels cations comprenant les alcanolamines, comme la diéthanolamine et la triéthanolamine, les alkylalcanolamines comme l' alkyl- (méthyl- ou éthyl- par exemple) diéthanolamine et les propanolamines correspondantes. Le cation Cat2 peut être un mélange de différentes espèces cationiques. Le cation Catz peut varier avec le pH, il peut 2o dans certains cas être ou comprendre H+ (formant ainsi l'acide sulfonique).
Les sulfates de Cloil~-alkyl- (notamment lauryl-) 2 à 5 (notamment 3)-éthoxy, de préférence sous la forme de sels de diéthanolamine ou de triéthanolamine, constituent des tensiôactifs à base de sulfate d'alkyl-éther particulièrement appropriés.
Les sulfates d' alcool appropriés peuvent présenter une structure similaire à
celle des composés de formule (II), hormis les groupes éthylènoxy ; il peut s'agir en particuliér des sulfates d'alcool Clo à C1~ et notamment C12 à C14, typiquement sous la forme de sels comprenant des cations monovalents tels que des cations de métaux alcalins ou des amines, en particulier le potassium, et de préférence la diéthanolamine ou la triéthanolamine.
Les stabilisateurs de mousse à base d'ester phosphate d'alkyl-éther solubles dans l'eau peuvent répondre à la formule (III) (R3O - (AO)n~m - P(O)02 Cat3k où
- R3 est un groupe hydrocarboné aliphatique ;
- AO est un groupe alkylènoxy, en particulier un groupe éthylènoxy ; 7 alkyl ether sulfate, an alkyl ether phosphate, soluble in water in terms pH procedures, alkanolamide derivatives of fatty acids or an oxide amine.
The most popular alkyl ether sulfate foam stabilizers advantageous are those corresponding to formula (II) RZ - (OCHZ - CHZ) ", - OS03 Cat2 (II) or - RZ denotes an alkyl group from C $ to C ~ 6, more generally from Clo to C14 and especially enCl2;
- m is a number from l to 10, more generally from 2 to 5 (and can be non whole),; and - Cat2 is a cation of monovalent canonicity.
In these stabilizers, the cation Cat2 has a monovalent cationicity such as defined above. Preferably, Cat2 is a monovalent cation such as a alkali metal, for example sodiûm or preferably potassium, ammonium or, preferably a amine onium, in particular hydroxyalkylamine onium cations. These last ones particularly suitable for the present invention, the main sources appropriate for such cations including alkanolamines, such as diethanolamine and the triethanolamine, alkylalkanolamines such as alkyl- (methyl- or ethyl- by example) diethanolamine and the corresponding propanolamines. The cation Cat2 can be a mixture of different cationic species. The Catz cation may vary with the pH it can 2o in certain cases be or include H + (thus forming sulfonic acid).
Cloil sulfates ~ -alkyl- (especially lauryl-) 2 to 5 (especially 3) -ethoxy, of preferably in the form of diethanolamine or triethanolamine salts, constitute particularly suitable alkyl ether sulfate surfactants.
Appropriate alcohol sulfates may have a structure similar to that compounds of formula (II), except the ethylenoxy groups; it could be in particular alcohol sulfates Clo to C1 ~ and in particular C12 to C14, typically under the salt form comprising monovalent cations such as alkali metal cations or amines, in particular potassium, and preferably diethanolamine or triethanolamine.
Foam stabilizers based on soluble alkyl ether phosphate ester in water can meet formula (III) (R3O - (AO) n ~ m - P (O) 02 Cat3k or - R3 is an aliphatic hydrocarbon group;
- AO is an alkyleneoxy group, in particular an ethyleneoxy group;
8 - n est un nombre de 10 à 25 (et peut être non-entier) ;
- m est un nombre de 1 à 2 (et peut être non-entier) ;
- k est un nombre de 1 àet 2, avec k + m = 2 ; et - Cat3 est un cation présentant une cationicité monovalente.
Dans la formule (III), R3 est un groupe hydrocarbyle aliphatique, de préférence tel que décrit ci-dessus pour le groupe Rl de la formule (I). La chaîne alkylènooxy contribue à
la solubilité aqueuse de ces stabilisateurs de mousse si bien que AO sera de préférence entièrement éthylènoxy, mais peut également être un mélange de groupes éthylènoxy et propylènoxy, en particulier avec un rapport molaire éthylènoxy/propylènoxy d'au moins 1:1, de préférence d'au moins 3:1. L'ester d'éther de phosphate peut être un mono-ester ou un diester, mais il sera essentiellement au moins constitué de préférence d'un mono-ester.
Cat3 est de préférence un cation tel que défini pour Cat1 dans la formule (I).
Les stabilisateurs de mousse constitués de dérivés alcanolamides d'acide gras répondent typiquement à la formule (IV) R4 - CONH - (AO)m.H (IV) où
- R4 est un hydrocarbyle de Cg à C22 ;
- AO représente un alkylènoxy ; et - m est un nombre de 2 et 10 (et peut être non-entier).
Le groupe R4 peut être un groupe à chaîne droite ou ramifiée, saturé ou insaturé ; il s'agira de préférence d'un groupe alkyle ou alkényle de C$ à C22, en particulier de C1o à
C2o. Le groupe alkylènoxy (AO) est de préférence un groupe éthylènoxy, propylènoxy ou de préférence une combinaison d'éthylènoxy et de propylènoxy, notamment avec le groupe AO adjacent à l'atome d'azote se présentant sous la forme d'éthylènoxy, les autres groupes situés plus loin dans la chaîne étant constitués de propylènoxy. De préférence, lorsque le groupe AO est une combinaison d'éthylènoxy et de propylènoxy telle que décrite ci-avant, m est choisi suffisamment grand (généralement juste assez grand) pour que le produit soit liquide à la température ambiante.
Les oxydes d'amines utilisés comme stabilisateurs de mousse sont typiquement des oxydes de C$ à C18 alkyl- di-(C1 à C4 alkyl- inférieur, généralement méthyl-) amines.
Lorsqu'ils sont utilisés seuls, ces stabilisateurs de mousse ne constituent généralement pas de très bons agents moussants et ne se prêtent pas particulièrement au passage d'un état moussant à un état non-moussant. L'avantage qu'offre leur utilisation dans les formulations mises en oeuvre dans la présente invention réside dans le fait qu'ils WO 03/035794 8 - n is a number from 10 to 25 (and can be non-integer);
- m is a number from 1 to 2 (and can be non-integer);
- k is a number from 1 to 2, with k + m = 2; and - Cat3 is a cation exhibiting a monovalent cationicity.
In formula (III), R3 is an aliphatic hydrocarbyl group, of preference such as described above for the group R1 of formula (I). Chain alkylenoxy contributes to the aqueous solubility of these foam stabilizers so that AO will be preference fully ethylenoxy, but can also be a mixture of groups ethylenoxy and propylenoxy, in particular with an ethylenoxy / propylenoxy molar ratio at least 1: 1, preferably at least 3: 1. The phosphate ether ester can be a mono-ester or a diester, but it will essentially at least preferably consist of a mono-ester.
Cat3 is preferably a cation as defined for Cat1 in formula (I).
Foam stabilizers made from alkanolamide fatty acid derivatives typically meet formula (IV) R4 - CONH - (AO) mH (IV) or - R4 is a Cb to C22 hydrocarbyl;
- AO represents an alkyleneoxy; and - m is a number of 2 and 10 (and can be non-integer).
The R4 group can be a straight or branched chain, saturated or unsaturated; he preferably it will be an alkyl or alkenyl group from C $ to C22, in particular from C1o to C2o. The alkyleneoxy group (AO) is preferably an ethyleneoxy group, propylenoxy or preferably a combination of ethylenoxy and propyleneoxy, especially with the group AO adjacent to the nitrogen atom in the form of ethylenoxy, the other groups located further down the chain consisting of propylenoxy. Of preferably, when the group AO is a combination of ethylenoxy and propyleneoxy as described above, m is chosen large enough (usually just large enough) that the product either liquid at room temperature.
The amine oxides used as foam stabilizers are typically of the oxides from C $ to C18 alkyl- di- (C1 to C4 lower alkyl-, usually methyl-) amines.
When used alone, these foam stabilizers are not generally not very good foaming agents and do not lend themselves particularly at transition from a foaming state to a non-foaming state. The advantage that their use in the formulations used in the present invention resides in the fact that they WO 03/035794
9 PCT/FR02/03497 apportent une tolérance accrue aux espèces telles que les Ca2+ et/ou Mg2+ et qu'ils améliorent les propriétés de remoussage du tensioactif.
La présente invention concerne ainsi une méthode de forage de puits comprenant l'évacuation des déblais de forage au moyen d'un fluide de forage tel qu'une mousse aqueuse comprenant un agent moussant constitué de ou comprenant au moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique, de préférence un agent moussant à
base de mono-ester phosphate alkylé (Clo à C16, notamment C12 à C14) présentant une teneur en .
mono-ester d' au moins 75 % en poids, en particulier sous la forme de sel de potassium et/ou d'alcanolamine et/ou d'alkylalcanolamine, la mousse comprenant en outre au moins un tensioactif à base de sulfate d'alkyl-éther, en particulier sous la forme de sel de potassium et/ou d'alcanolamine et/ou d'alkylalcanolamine.
Comme décrit ci-dessus, l'agent moussant et le stabilisateur de mousse se présentent de préférence sous la forme d'alcanolamines. S'ils ne sont pas aisément disponibles sous cette forme, il est possible de les former in situ dans une solution moussante en ajoutant une alcanolamine correspondante à la forme d'acide libre ou un autre sel de l'agent moussant et/ou du stabilisateur de mousse. Dans ce cas, il peut être nécessaire de procéder à un ajustement mineur du pH.
La tolérance de la mousse aux ions métalliques polyvalents tels que, par exemple, le calcium et/ou le magnésium, présents dans l'eau dure utilisée pour constituer la mousse, ou dissous dans la phase aqueuse lors du forage de formations rocheuses calcaires, peut encore être améliorée de manière significative en ajoutant un agent chélatant au fluide aqueux utilisé pour former la mousse. Cet agent chélatant sera de préférence de l'acide éthylènediamine-tétraacétique (EDTA).
L'EDTA est généralement ajouté au système sous la forme d'un sel, de préférence de base monovalente, par exemple un sel de métal alcalin ou d'ammonium ou d'amine, y compris les oniums d' amines, de préférence tel que le sel de tétrasodium. La quantité
d'agent chélatant, notamment l'EDTA, contenu dans le fluide aqueux utilisé
pour constituer la mousse dépendra en général de la concentration du calcium et/ou du magnésium présents dans le fluide, provenant par exemple des précédents cycles de forage à la mousse. De préférence, la concentration de l'agent chélatant, l'EDTA par exemple, est d'au moins 1:1 molaire, sur la base de la concentration combinée de calcium et de magnésium dans le fluide aqueux. La concentration prévue pour de telles espèces, provenant soit d'un appoint d'eau, soit des formations rocheuses traversées en cours de forage, est typiquement estimée entre 0 et 20, plus généralement entre 1 et 15 g.l-' d'EDTA.
La présente invention concerne àinsi une méthode de forage de puits comprenant l'évacuation des déblais de forage au moyen d'un fluide de forage tel qu'une mousse aqueuse comprenant un agent moussant constitué de ou comprenant au moins un mono-ester phosphate d'hydrocarbyle aliphatique, de préférence un agent moussant à
base de 5 mono-ester phosphate alkylé (Clo à C1~, notamment C12 à C14) présentant une teneur en mono-ester d' au moins 75 % en poids, en particulier sous la forme de sel de potassium et/ou d'alcanolamine et/ou d'alkylalcanolamine, la mousse comprenant en outre au moins un tensioactif à base de sulfate d'alkyl-éther, en particulier sous la forme de sel de potassium et/ou d'alcanolamine et/ou d'alkylalcanolamine. 9 PCT / FR02 / 03497 bring increased tolerance to species such as Ca2 + and / or Mg2 + and they improve the wicking properties of the surfactant.
The present invention thus relates to a well drilling method comprising removal of drill cuttings using a drilling fluid such as foam aqueous comprising a foaming agent consisting of or comprising at least one mono-aliphatic hydrocarbyl phosphate ester, preferably a foaming agent base of alkylated phosphate mono-ester (Clo to C16, in particular C12 to C14) having a content.
mono-ester of at least 75% by weight, in particular in the form of potassium and / or alkanolamine and / or alkylalkanolamine, the foam further comprising at least an alkyl ether sulfate surfactant, in particular in the form salt potassium and / or alkanolamine and / or alkylalkanolamine.
As described above, the foaming agent and the foam stabilizer preferably present in the form of alkanolamines. If they are not easily available in this form, it is possible to form them in situ in a solution foaming by adding an alkanolamine corresponding to the free acid form or one other salt of the foaming agent and / or the foam stabilizer. In that case, he can be minor pH adjustment necessary.
The tolerance of the foam to polyvalent metal ions such as, for example example, calcium and / or magnesium, present in the hard water used for build up the foam, or dissolved in the aqueous phase when drilling rock formations limestones, can still be improved significantly by adding a chelating agent to the fluid aqueous used to form foam. This chelating agent will preferably be acid ethylenediamine tetraacetic (EDTA).
EDTA is usually added to the system as a salt, preference monovalent base, for example an alkali metal or ammonium salt or amine, y including amine oniums, preferably such as tetrasodium salt. The amount of chelating agent, in particular EDTA, contained in the aqueous fluid used for forming the foam will generally depend on the concentration of calcium and / or of magnesium present in the fluid, for example from previous cycles drilling to the foam. Preferably, the concentration of the chelating agent, EDTA by example is at least 1: 1 molar, based on the combined concentration of calcium and of magnesium in the aqueous fluid. The concentration planned for such species either from an additional water supply or from rock formations crossed in during drilling, is typically estimated between 0 and 20, more generally between 1 and 15 gl ' EDTA.
The present invention thus relates to a well drilling method comprising removal of drill cuttings using a drilling fluid such as foam aqueous comprising a foaming agent consisting of or comprising at least one mono-aliphatic hydrocarbyl phosphate ester, preferably a foaming agent base of 5 alkylated phosphate mono-ester (Clo to C1 ~, especially C12 to C14) having a content mono-ester of at least 75% by weight, in particular in the form of potassium and / or alkanolamine and / or alkylalkanolamine, the foam further comprising at least an alkyl ether sulfate surfactant, in particular in the form salt potassium and / or alkanolamine and / or alkylalkanolamine.
10 Le fluide de forage peut également comprendre d'autres composants - un solvant, tel que le glycérol, le dipropylène glycol ou des polyosides liquides à une concentration d'environ 0,2 à environ 5 % en poids du fluide de forage ;
- des modificateurs de rhéologie, typiquement des substances polymériques telles que le xanthane ou des gommes similaires, ou des polymères, utilisés à des taux de environ 0,01 à environ 0,5 % en poids (100 à 500 ppm) du fluide de forage ;
- des inhibiteurs d'argile destinés à inhiber le gonflement des argiles au contact de l'eau.
Ces inhibiteurs peuvent être des résines de carbapol ou des éthers alkylés, notamment butyliques, tels que le butanol éthoxylé commercialisé par Uniqema sous le nom de Kemelix 7423X et le butanol mixte éthoxylé/propoxylé commercialisé par Uniqema sous le nom de Kemelix UG20WAN, typiquement utilisés dans des proportions comprises entre environ 0,1 et environ 10 %, plus souvent entre 0,5 et 5 % en poids du fluide de forage ;
- des lubrifiants ou des additifs d'onctuosité tels que des phosphates/phosphites d'amines, des savons d'amines ou des polyéthylène glycols utilisés dans des proportions de 0 à 10 %, généralement de 2 à 3 % en poids du fluide de forage ; et - des inhibiteurs d'hydrates de gaz, notamment lors d'opérations de forage à
basse température, tels que la polyvinyl-pyrrolidone et des polymères similaires, de sel d'ammonium quaternaire ou des protéines de poisson antigel, typiquement utilisés dans des proportions de 0 à 20 %, généralement de 2 à 5 % en poids du fluide de forage.
La composition globale du fluide de forage se situera typiquement dans les intervalles suivants The drilling fluid may also include other components - a solvent, such as glycerol, dipropylene glycol or polysaccharides liquids at a concentration of about 0.2 to about 5% by weight of the drilling fluid;
- rheology modifiers, typically polymeric substances such as the xanthan or similar gums, or polymers, used at rates of about 0.01 to about 0.5% by weight (100 to 500 ppm) of the drilling fluid;
- clay inhibitors intended to inhibit the swelling of clays contact with water.
These inhibitors can be carbapol resins or alkyl ethers, especially butyls, such as ethoxylated butanol sold by Uniqema under the name of Kemelix 7423X and the mixed ethoxylated / propoxylated butanol marketed by Uniqema under the name of Kemelix UG20WAN, typically used in proportions between about 0.1 and about 10%, more often between 0.5 and 5% in weight of drilling fluid;
- lubricants or lubricity additives such as phosphate / phosphite amines, amine soaps or polyethylene glycols used in proportions of 0 to 10%, generally 2 to 3% by weight of the drilling fluid ; and - gas hydrate inhibitors, especially during drilling operations at low temperature, such as polyvinyl-pyrrolidone and similar polymers, of salt quaternary ammonium or antifreeze fish proteins, typically used in proportions of 0 to 20%, generally 2 to 5% by weight of the fluid drilling.
The overall composition of the drilling fluid will typically be within following intervals
11 intervalle (parties en poids) matriau large souhaitable prfrable ester phosphate 1 3 1 2 1,5 2 stabilisateur 0,01 0,1 0,02 0,08 0,03 0,06 agent chlatant 0,05 2 0,1 1,5 0,75 1,25 sel (en gnral 0,01 0,1 0,02 0,08 0,03 0,06 NaCI) eau* jusqu' 100 jusqu' 100 jusqu' 100 * en tenant compte des autres additifs.
On prépare en général la mousse en utilisant pour la phase gazeuse de l'air ou de l' azote pour une densité de mousse de 20 à 500, en particulier de 50 à 250 et plus généralement d'environ 100 kg.m3.
Lors d'opérations de forage de puits utilisant le recyclage mis en oeuvre dans la présente invention, le pH de la mousse et/ou des substances moussantes est modifié afin de permettre la formation d'une mousse stable ou de déstabiliser une mousse.
L'intervalle au sein duquel le pH sera modifié est généralement aussi restreint que possible afin de limiter les ajouts d'acide et de base respectivement nécessaires pour réduire et augmenter le pH au cours du procédé. La stabilité de la mousse une fois introduite dans le puits de forage est bien entendu importante et il est normal de vérifier à la tête de puits, avant que la mousse soit prête et pompée dans le puits, que le pH des matériaux entrant dans la composition de la mousse soit suffisamment alcalin pour que le contact avec les formations rocheuses à
travers lesquelles le puits est foré ne réduise pas le pH à un niveau tel que la mousse soit déstabilisée avant son retour à la tête de puits. Ceci étant pris en compte, le pH alcalin des matériaux moussants sera généralement au moins égal à 7, voire supérieur, environ 8 par exemple, mais il ne sera généralement pas supérieur à environ 10 et de préférence pas supérieur à environ 9.
Les mousses mises en oeuvre dans la présente invention présentent une stabilité
raisonnable à la température, mais, comme toutes les mousses aqueuses, leur stabilité
décroît avec l'augmentation de la température. Cette baisse de stabilité est généralement attribuée à la réduction de la viscosité de la phase liquide, qui décroît avec l'augmentation de la température. Typiquement, dans le cas des mousses aqueuses, la stabilité
de la mousse mesurée à demi-vie chute d'un facteur de 5 lorsque la température passe de 25 °C à
90 °C. 11 interval (parts by weight) wide material desirable preferable phosphate ester 1 3 1 2 1.5 2 stabilizer 0.01 0.1 0.02 0.08 0.03 0.06 chluster 0.05 2 0.1 1.5 0.75 1.25 salt (generally 0.01 0.1 0.02 0.08 0.03 0.06 NaCl) water * up to 100 up to 100 up to 100 * taking into account other additives.
The foam is generally prepared using air for the gas phase or of nitrogen for a foam density of 20 to 500, in particular 50 to 250 and more generally around 100 kg.m3.
During well drilling operations using recycling implemented in the present invention, the pH of the foam and / or foaming substances is modified in order to allow the formation of a stable foam or destabilize a foam.
The interval at within which the pH will be changed is usually as small as possible in order to limit acid and base additions respectively necessary to reduce and increase the pH to during the process. The stability of the foam once introduced into the well drilling is of course important and it is normal to check at the wellhead, before that the foam is ready and pumped into the well, that the pH of the materials entering the composition of the foam is sufficiently alkaline so that contact with the formations rocky to through which the well is drilled does not reduce the pH to a level such that the foam be destabilized before returning to the wellhead. This being taken into account, the alkaline pH of foaming materials will generally be at least equal to 7 or even higher, about 8 per example but it generally won't be greater than about 10 and from preferably not greater than about 9.
The foams used in the present invention have a stability reasonable in temperature, but, like all aqueous foams, their stability decreases with increasing temperature. This drop in stability is usually attributed to the reduction in viscosity of the liquid phase, which decreases with increasing of the temperature. Typically, in the case of aqueous foams, the stability of the foam measured at half-life drops by a factor of 5 when the temperature passes from 25 ° C to 90 ° C.
12 Les matériaux mis en aeuvre pour modifier le pH afin de rendre la mousse acide en vue de la déstabiliser et de la rendre alcaline afin qu'elle puisse remousser sont de préférence, respectivement, un acide fort et une base forte. Ceci réduit le risque de tamponnage inopiné du système. Typiquement, l' acide utilisé sera de l' acide chlorhydrique ~ car il est peu coûteux, facilement disponible et forme des sels de chlorure lors de la neutralisation. Parmi les autres acides minéraux forts couramment utilisés, on peut citer les acides halohydriques, qui sont relativemént coûteux ; les acides sulfurique et phosphoriques pourraient être utilisés, ce qui n'est toutefois pas vraiment souhaitable à
cause du risque de précipitation de sels insolubles et de la tendance à
tamponner le milieu lo aqueux (ce qui rend les modifications de pH plus difficiles à gérer) ; et les propriétés oxydantes de l'acide nitrique le rendent indésirable pour une mise en oeuvre dans un tel environnement, relativement riche en combustible. La base forte sera de préférence un hydroxyde de métal alcalin, en particulier de l'hydroxyde de sodium, bien que l'hydroxyde de potassium puisse également être utilisé en dépit de son coût plus élevé.
L'invention est illustrée par les exemples suivants. Tous les pourcentages et parties sont exprimés en poids sauf mention contraire.
Constituants Agents moussants Code Description FA1 ester phosphate alkyl C9/C15 (forme acide) : environ 70 % de mono-ester et environ 8 % de diester, ex. Uniqema FA2 ester phosphate (EO)5 alkyl Cg/Clo (forme acide) : environ 56 % de mono-ester et environ 38 % de diester, ex. Uniqema FA3 ester phosphate (EO)5 alkyl Clo (forme acide) : environ 72 % de mono-ester et environ 10 % de diester, ex. Uniqema FA4 ester phosphate alkyl C12/C13 (forme K) : environ 75 % de mono-ester et environ 8 % de diester, ex. Uniqema FAS ester phosphate alkyl C12/C13 (forme trithanolamine) : environ 75 % de mono-ester et environ 8 % de diester, ex. Uniqema CFA1 ADS agent moussant du commerce, ex. Air Drilling Services 12 The materials used to modify the pH in order to make the foam acidic in to destabilize it and make it alkaline so that it can stir up are from preferably a strong acid and a strong base, respectively. This reduces the risk of unexpected system buffering. Typically, the acid used will be acid hydrochloric ~ because it is inexpensive, readily available and forms chloride salts when neutralization. Other commonly used strong mineral acids include can quote the hydrohalic acids, which are relatively expensive; sulfuric acids and phosphorics could be used, which is not really desirable to because of the risk of precipitation of insoluble salts and the tendency to dab the middle lo aqueous (which makes changes in pH more difficult to manage); and Properties oxidizers of nitric acid make it undesirable for processing in such environment, relatively rich in fuel. The strong base will be preferably one alkali metal hydroxide, especially sodium hydroxide, although hydroxide potassium can also be used despite its higher cost.
The invention is illustrated by the following examples. All percentages and parts are expressed by weight unless otherwise stated.
constituents Foaming agents Code Description FA1 C9 / C15 alkyl phosphate ester (acid form): approx.
70% mono-ester and about 8% of diester, ex. Uniqema FA2 phosphate ester (EO) 5 alkyl Cg / Clo (acid form) : around 56% of mono-ester and about 38% diester, ex. Uniqema FA3 phosphate ester (EO) 5 alkyl Clo (acid form): approx.
72% of mono-ester and about 10% diester, ex. Uniqema FA4 C12 / C13 alkyl phosphate ester (form K): approx.
75% mono-ester and about 8% of diester, ex. Uniqema FAS C12 / C13 alkyl phosphate ester (trithanolamine form) : about 75% of mono-ester and about 8% of diester, ex. Uniqema CFA1 ADS commercial foaming agent, ex. Air Drilling Services
13 Stabilisateurs Code Description S 1 sulfate (3E0) de lauryle de cocoamido-dithanolamine (sel de DEA), ex. Uniqema (laurylthoxysulfate) Autres constituants Code Description Huile huile minrale Soltrol, ex. Phillips Chemicals : Visc 1 (20C) 20 mPa.s ;
0,9 % en vol. d'aromatiques Huile huile minrale Marcol, ex. Esso : Visc (20C) 10 mPa.s 2 ; 0 % d'aromatiques Huile huile brute forte teneur en aromatiques : Visc (20C) 3 318 mPa.s ; 56 % en vol. d' aromatiques Huile huile brute teneur moyenne en aromatiques : Visc 4 (20C) 8 mPa.s ; 38 %
en vol. d' aromatiques Cell 1 polymre de cellulose polyanionique Aquapac, ex. Aqualon Sol 1 argile de charge (pour simuler les dblais de forage) HiModPrima, ex. Dowell Composition des saumures Saumure Composition (concentration millimolaire) CaCl2 NaCI KCl MgS04 NaHC03 Na2S04 MgCl2 A 10,8 478 17,4 29,2 - - 23,6 B 11,8 405 11,8 - 23,8 28,4 -Les saumures sont des solutions destinées à simuler l'utilisation d'eau de mer lors de la fabrication des fluides de forage.
Méthodes d'essai Stabilité des mousses (durée de vie) On constitue une solution d'agent moussant en ajoutant une quantité d'agent moussant à 200 ml d'un milieu aqueux (eau distillée contenant différentes quantités lo de chlorure de sodium) dans un récipient gradué de 3 litres. Le pH de cette solution a été ajusté à une valeur prédéterminée, avec la quantité requise d'hydroxyde de sodium concentré ou d' acide chlorhydrique, et la solution a été brassée dans un mélangeur de type Janke et Kunkel à 2000 t/mn (environ 33 Hz) pendant 2 minutes.
WO 03/035794 13 stabilizers Code Description S 1 cocoamido-dithanolamine lauryl sulfate (3E0) (DEA salt), ex. Uniqema (laurylthoxysulfate) Other constituents Code Description Oil mineral oil Soltrol, ex. Phillips Chemicals: Visc 1 (20C) 20 mPa.s;
0.9% by volume. aromatic Oil Marcol mineral oil, ex. Esso: Visc (20C) 10 mPa.s 2; 0% aromatics Crude oil oil with high aromatic content: Visc (20C) 3,318 mPa.s; 56% in flight. aromatics Oil crude oil medium aromatic content: Visc 4 (20C) 8 mPa.s; 38%
in flight. aromatics Cell 1 Aquapac polyanionic cellulose polymer, ex. Aqualon Soil 1 loading clay (to simulate cuttings) HiModPrima, ex. Dowell Composition of brines Brine Composition (concentration millimolar) CaCl2 NaCI KCl MgS04 NaHC03 Na2S04 MgCl2 A 10.8 478 17.4 29.2 - - 23.6 B 11.8 405 11.8 - 23.8 28.4 -Brines are solutions intended to simulate the use of seawater then of the manufacture of drilling fluids.
Test methods Foam stability (shelf life) A solution of foaming agent is made up by adding a quantity of agent foaming to 200 ml of an aqueous medium (distilled water containing different quantities lo of sodium chloride) in a graduated container of 3 liters. The pH of this solution has been adjusted to a predetermined value, with the required amount of hydroxide of concentrated sodium or hydrochloric acid, and the solution was stirred in a Janke and Kunkel type mixer at 2000 rpm (around 33 Hz) for 2 minutes.
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14 PCT/FR02/03497 Le volume de mousse obtenu (FV) a été noté en 1 et la mousse a été transférée dans un récipient conique gradué de 3 litres. En fin de transfert de la mousse on a déclenché un chronomètre pour enregistrer, sous la dénomination de « demi-vie »
(HL) de la mousse, le temps en minutes requis pour que le liquide de drainage atteigne 100 ml. Le taux de drainage (DR) en m1 par minute a également été
enregistré. Tous les essais ônt été réalisés à température ambiante, sauf mention contrasre.
La rhéologie de la mousse Elle a été étudiée sur une mousse obtenue comme décrit ci-dessus, mais avec 50 ml de solution moussante. La mousse a été testée au moyen d'un rhéomètre Haake RT20 en utilisant une géométrie de plaques cannelées de 35 mm avec un intervalle de 2 mm entre plaques. Une contrainte de cisaillement constante a été
appliquée pendant 600 secondes et on a mesuré le taux de cisaillement. Ponr chaque contrainte de cisaillement, on a noté le taux de cisaillement après 500 secondes (une valeur constante étant atteinte), et la contrainte de cisaillement (SS en Pa) a été
relevée en fonction du taux de cisaillement (SR en sec-1).
La perte de fluide On a mesuré le filtrat au moyen d'une méthode et d'un appareil API (American Petroleum Institute) standards par filtration statique dans une cellule haute pression haute température (HPHT) en utilisant un papier filtre de 50 mm, à une pression de 7 bars (environ 0,7 MPa), sous azote et à une température de 25 °C. Le volume de filtrat a été relevé en fonction du temps pendant 30 minutes. Les résultats sont exprimés en volume de filtrat (FLFV) en ml et le temps requis pour atteindre le volume de filtrat considéré est exprimé sous la forme de racine carrée du temps en minutes FLT~~2.
Exemple 1 Des échantillons d' agents moussants ont été testés à différentes concentrations en présence de différentes concentrations de chlorure de sodium et à différents pH (de la solution susceptible de mousser). Les formulations et les résultats d'évaluation des mousses générées sont présentés dans le Tableau 1 ci-dessous WO 03/035794 14 PCT / FR02 / 03497 The volume of foam obtained (FV) was noted in 1 and the foam was transferred in a 3 liter graduated conical container. At the end of the foam transfer, we have started a stopwatch to record, under the name of "half-life "
(HL) of foam, the time in minutes required for the drainage fluid reaches 100 ml. The drainage rate (DR) in m1 per minute was also checked in. All tests were carried out at room temperature, except mention contrasre.
The rheology of the foam It was studied on a foam obtained as described above, but with 50 ml foaming solution. The foam was tested using a Haake rheometer RT20 using 35mm fluted plate geometry with a interval 2 mm between plates. A constant shear stress has been applied for 600 seconds and the shear rate was measured. Ponr each shear stress, the shear rate was noted after 500 seconds (one constant value being reached), and the shear stress (SS in Pa) has been measured according to the shear rate (SR in sec-1).
Fluid loss The filtrate was measured using a method and an API (American Petroleum Institute) standards by static filtration in a tall cell pressure high temperature (HPHT) using a 50 mm filter paper, at a pressure of 7 bars (about 0.7 MPa), under nitrogen and at a temperature of 25 ° C. The volume of filtrate was raised as a function of time for 30 minutes. The results are expressed in volume of filtrate (FLFV) in ml and the time required to reach the volume of the filtrate considered is expressed as the square root of the time in FLT minutes ~~ 2.
Example 1 Foaming agent samples have been tested at different concentrations in presence of different concentrations of sodium chloride and at different pH (from solution likely to foam). Formulations and results evaluation foams generated are presented in Table 1 below WO 03/035794
15 PCT/FR02/03497 Tableau 1 Ex. Agent NaCI pH FV HL DR
n moussant (1) (min) (ml.min'1) Type % poids(mol.l'I) 1.1 FA1 2 0,01 9 1,9 16 7,7 1.2 FA1 2 0,1 9 2,0 28 2,5 1.3 FA1 2 1 9 2,2 95 1,0 1.4 FA2 1 0,01 9 2,0 - 17 1.5 FA2 1 0,01 3 1,75 - 15 1.6 FA3 2 0,01 9 1,75 - 22,5 1.7 FA3 2 0,01 3 2,00 - 17,5 1.8 FA1 2 0,01 9 1,9 16 7,7 1.9 FA1 2 0,01 3 1,75 13 10,1 1.10 FA1 2 0,1 9 2,0 28 2,5 1.11 FA1 2 0,1 3 1,6 12 10,8 1.12 FA1 2 1 9 2,2 95 1,0 1.13 FA1 2 1 3 2,2 140 0,7 Ces résultats montrent que l'augmentation de la concentration en chlorure de sodium entraîne une augmentation de la stabilité de la mousse. Cependant, certaines de ces mousses ne présentent pas de variation en fonction du pH, bien que les mousses produites avec l'agent moussant FA1 présentent une certaine dépendance vis-à-vis du pH, qu'elles perdent toutefois avec une salinité supérieure.
Exemple 2 Les mousses ont été obtenues avec un agent moussant FA4 ou FA5 à partir de solutions de tensioactifs à différentes concentrations en chlorure de sodium, le pH de la solution ayant été ajusté à 9 ou 3 avant le moussage. Les résultats en termes de taux de drainage sont présentés dans le Tableau 2 ci-dessous. II est à noter que ces mousses présentent une forte dépendance vis-à-vis du pH.
WO 03/035794 15 PCT / FR02 / 03497 Table 1 Ex. NaCI agent pH FV HL DR
n foaming (1) (min) (ml.min'1) Type% weight (mol.I) 1.1 FA1 2 0.01 9 1.9 16 7.7 1.2 FA1 2 0.1 9 2.0 28 2.5 1.3 FA1 2 1 9 2.2 95 1.0 1.4 FA2 1 0.01 9 2.0 - 17 1.5 FA2 1 0.01 3 1.75 - 15 1.6 FA3 2 0.01 9 1.75 - 22.5 1.7 FA3 2 0.01 3 2.00 - 17.5 1.8 FA1 2 0.01 9 1.9 16 7.7 1.9 FA1 2 0.01 3 1.75 13 10.1 1.10 FA1 2 0.1 9 2.0 28 2.5 1.11 FA1 2 0.1 3 1.6 12 10.8 1.12 FA1 2 1 9 2.2 95 1.0 1.13 FA1 2 1 3 2.2 140 0.7 These results show that the increase in the chloride concentration of sodium increases the stability of the foam. However, some of these foams do not show any variation with pH, although the foams produced with the foaming agent FA1 have a certain dependence on the pH, they however lose with higher salinity.
Example 2 The foams were obtained with a foaming agent FA4 or FA5 from solutions of surfactants at different concentrations of sodium chloride, the pH of the solution having been adjusted to 9 or 3 before foaming. The results in terms rate drainage are shown in Table 2 below. It should be noted that these foams have a strong dependence on pH.
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16 PCT/FR02/03497 Tableau 2 Ex. Agent pH NaCI DR
n moussant Type Io poids (mol.l-1)(ml.miri 1) 2.1.1 FA3 2 9 0,01 10 2.1.2 FA3 2 3 0,01 N/A*
2.2.1 FA3 2 9 0,5 4,6 2.2.2 FA3 2 3 0,5 N/A*
2.3.1 FA3 2 9 1 5,5 2.3.2 FA3 2 3 1 N/A*
2.4.1 FA4 2 9 0,01 11 2.4.2 FA4 2 3 0,01 N/A*
2.5.1 FA4 2 9 0,5 5,5 2.5.2 FA4 2 3 0,5 N/A*
2.6.1 FA4 2 9 1 4,5 2.6.2 FA4 2 3 1 N/A*
* Le DR n'a pas pu être mesuré car, à un pH de 3, la solution n'a pas formé de mousse.
Exemple 3 On a évalué l'effet de différents électrolytes sur des mousses obtenues avec l'agent moussant FA1. Les électrolytes étaient incorporés à la solution utilisée pour fabriquer les mousses. Les formulations et les résultats sont présentés dans le Tableau 3 ci-après.
WO 03/035794 16 PCT / FR02 / 03497 Table 2 Ex. NaCI DR pH agent n foaming Type Io weight (mol.l-1) (ml.miri 1) 2.1.1 FA3 2 9 0.01 10 2.1.2 FA3 2 3 0.01 N / A *
2.2.1 FA3 2 9 0.5 4.6 2.2.2 FA3 2 3 0.5 N / A *
2.3.1 FA3 2 9 1 5.5 2.3.2 FA3 2 3 1 N / A *
2.4.1 FA4 2 9 0.01 11 2.4.2 FA4 2 3 0.01 N / A *
2.5.1 FA4 2 9 0.5 5.5 2.5.2 FA4 2 3 0.5 N / A *
2.6.1 FA4 2 9 1 4.5 2.6.2 FA4 2 3 1 N / A *
* The DR could not be measured because, at a pH of 3, the solution did not form foam.
Example 3 The effect of different electrolytes on foams obtained with the agent foaming FA1. The electrolytes were incorporated into the solution used for make them foams. The formulations and the results are presented in Table 3 below.
after.
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17 PCT/FR02/03497 Tableau 3 Ex. Agent Electrolyte pH ~ HI, DR
n moussant Type % poidsType mol.l-' (1) (min) (ml.min-1) 3.1.1 FAl 2 NaCI 0,01 9 1,9 16 7,7 3.1.2 FA1 2 NaCI 0,5 9 2,2 84 0,8 3.1.3 FA1 2 NaCI 1 9 2,2 95 1,0 3.2.1 FA1 2 CaCl2 0,01 9 1,7 16,5 6,5 3.2.2 FA1 2 CaCl2 0,02 9 - N/A N/A
3.2.3 FAl 2 CaCl2 0,05 9 - N/A N/A
3.2.4 FA1 2 CaCl2 0,5 9 - N/A N/A
3.3 FA1 2 KCl 0,5 9 2,0 6 20,1 3.4 FA1 2 LiCI 0,5 9 - N/A N/A
Exemple 4 On a évalué l'effet de la contamination des mousses en préparant des mousses selon la méthode décrite ci-avant au moyen d'eau contenant du chlorure de sodium, puis en ajoutant à la mousse le contaminant d'essai, une solution aqueuse de chlorure de calcium ou de l'eau de mer synthétique (saumure A) dans une proportion juste suffisante pour détruire la mousse. La quantité de contaminant nécessaire a été notée en g.l-1 pour le CaCl2 et en % poids pour l'eau de mer. Les formulations et les résultats sont présentés dans le Tableau 4 ci-après.
Tableau 4 Ex. Agent NaCl Contaminant pH
n moussant Type % poidsmol.l-I Type Quantit 4.1 FA4 2 0,5 CaCl2 1 g.l-'9 4.2 FA4 2 1 CaCl2 1 g.l-19 4.3 FA4 2 1 E 1 % 9 de mer 4.4 FA5 2 0,5 CaCl2 2 g.l-19 4.5 FA5 2 1 CaCl2 3 g.l-19 4.6 FA5 2 1 Em 1 % 9 de e WO 03/035794 17 PCT / FR02 / 03497 Table 3 Ex. Electrolyte agent pH ~ HI, DR
n foaming Type% weight Mol type l- '(1) (min) (ml.min-1) 3.1.1 FAl 2 NaCI 0.01 9 1.9 16 7.7 3.1.2 FA1 2 NaCI 0.5 9 2.2 84 0.8 3.1.3 FA1 2 NaCI 1 9 2.2 95 1.0 3.2.1 FA1 2 CaCl2 0.01 9 1.7 16.5 6.5 3.2.2 FA1 2 CaCl2 0.02 9 - N / AN / A
3.2.3 FAl 2 CaCl2 0.05 9 - N / AN / A
3.2.4 FA1 2 CaCl2 0.5 9 - N / AN / A
3.3 FA1 2 KCl 0.5 9 2.0 6 20.1 3.4 FA1 2 LiCI 0.5 9 - N / AN / A
Example 4 The effect of foam contamination was assessed by preparing foam according to the method described above using water containing sodium chloride, then in adding the test contaminant, an aqueous chloride solution, to the foam calcium or synthetic seawater (brine A) in a fair proportion sufficient for destroy the foam. The amount of contaminant required has been noted in gl-1 for CaCl2 and in% by weight for sea water. The formulations and the results are presented in the Table 4 below.
Table 4 Ex. NaCl agent Contaminating pH
n foaming Type% wmol.lI Type Quantity 4.1 FA4 2 0.5 CaCl2 1 gl-'9 4.2 FA4 2 1 CaCl2 1 gl-19 4.3 FA4 2 1 E 1% 9 of sea 4.4 FA5 2 0.5 CaCl2 2 gl-19 4.5 FA5 2 1 CaCl2 3 gl-19 4.6 FA5 2 1 Em 1% 9 of e WO 03/035794
18 PCT/FR02/03497 Exemple 5 On a évalué l'effet de la température sur la stabilité des mousses en préparant et en testant des mousses à des températures contrôlées. Les formulations et les résultats sont présentés dans le Tableau 5 ci-dessous.
Tableau 5 Ex. Agent Electrolyte pH Temp HL DR
n moussant Type % poidsType mol.l'' (C) (min) (ml.min-') 5.1 FA5 2 NaCI 1 9 25 18 5 5.2 FA5 2 NaCI 1 9 50 9 7 5.3 FA5 2 NaCI 1 9 70 5 12 5.4 FA5 2 NaCI 1 9 90 4 32 Exemple 6 On a évalué l'effet de la contamination des mousses par des hydrocarbures en ajoutant différentes quantités d'huiles à la mousse préparée comme décrit ci-dessus ou à la solution utilisée pour préparer la mousse. Ces tests simulent l'effet de la contamination due lo à des hydrocarbures (huile) provenant d'une couche pétrolifère traversée au cours de l'opération de forage et les résultats des essais sont présentés dans le Tableau 6 ci-dessous.
Tableau 6 Ex. Agent Electrolyte pH Huile Effet n moussant Type % poidsType mol.l-' Type ml 6.1 FA1 2 NaCI 1 9 Huile 330 Pas de rupture 1 de mousse aprs contamination 6.2 FA4 2 NaCI 1 9 Huile 500 Pas de rupture 2 de mousse aprs contamination 6.3 FA5 2 NaCI 1 9 Huile 500 Pas de rupture 2 de mousse aprs contamination 6.4 FA5 2 NaCI 1 9 Huile 100* HL passe 2 de 25 60 mn 6.5 FA4 2 NaCI 1 9 Huile 100* HL passe 2 de 25 60 min * ajoutée avant moussage WO 03/035794 18 PCT / FR02 / 03497 Example 5 The effect of temperature on the stability of the foams was evaluated.
preparing and testing foams at controlled temperatures. Formulations and results are presented in Table 5 below.
Table 5 Ex. Agent Electrolyte pH Temp HL DR
n foaming Type% weight Mol type l '' (C) (min) (ml.min- ') 5.1 FA5 2 NaCI 1 9 25 18 5 5.2 FA5 2 NaCI 1 9 50 9 7 5.3 FA5 2 NaCI 1 9 70 5 12 5.4 FA5 2 NaCI 1 9 90 4 32 Example 6 The effect of foam contamination by hydrocarbons was evaluated in adding different amounts of oils to the foam prepared as described above above or at the solution used to prepare the foam. These tests simulate the effect of contamination due lo to hydrocarbons (oil) coming from an oil layer crossed at during the drilling operation and the test results are presented in the Table 6 below.
Table 6 Ex. Agent Electrolyte pH Oil Effect n foaming Type% weight Mol type l- 'Type ml 6.1 FA1 2 NaCI 1 9 Oil 330 No rupture 1 of foam after contamination 6.2 FA4 2 NaCI 1 9 Oil 500 No rupture 2 of foam after contamination 6.3 FA5 2 NaCI 1 9 Oil 500 No rupture 2 of foam after contamination 6.4 FA5 2 NaCI 1 9 Oil 100 * HL pass 2 of 25 60 mins 6.5 FA4 2 NaCI 1 9 Oil 100 * HL pass 2 of 25 60 mins * added before foaming WO 03/035794
19 PCT/FR02/03497 Exemple 7 Cet exemple illustre l'effet de la mise en oeuvre d'un polymère cellulosique en vue de modifier la rhéologie de la mousse. Différentes quantités de Cell 1 ont été
ajoutées à la solution utilisée pour préparer la mousse ; HL et DR ont été testés pour les mousses ainsi obtenues. L'ajout du polymère permet d'améliorer la stabilité de la mousse.
Les formulations et les résultats des essais sont présentés dans le Tableau 7 ci-après.
Tableau 7 Ex. Agent Electrolyte pH Cell HL DR
n moussant 1 Type 7o poidsType mol.l-1 (g) (min) (ml.miri 1) 5.1.1 FA5 2 NaCI 1 9 0 25 4,9 5.1.2 FA5 2 NaCl 1 9 1 55 2,0 5.1.3 FA5 2 NaCI 1 9 2 80 0,5 5.1.4 FA5 2 NaCI 1 9 3 240 0,4 5.2.1 FA4 2 NaCI I 9 0 20 5,8 5.2.2 FA4 2 NaCI 1 9 1 80 0,8 Exemple 8 Cet exemple illustre la mise en oeuvre d'un stabilisateur destiné à améliorer la lo stabilité de la mousse lorsqu'elle est contaminée par du calcium (sous forme de chlorure) selon la méthode décrite ci-avant. Les formulations et les résultats obtenus sont présentés dans le Tableau 8 ci-dessous.
Tableau 8 Ex. Agent Stabilisateur NaCI CaCl2 pH FV Effet n moussant (mol.l-1)(g.ll) (1) Type lo Type % poids poids 8.1.1FA4 2 - 0 1 1 9 N/A La mousse se dtruit 8.1.2FA4 1,7 Sl 0,3 1 1 9 1,0 8.2.1FA5 2 - 0 1 3 9 N/A La mousse se dtruit 8.2.2FA5 1,7 S 1 0,3 1 3 9 0,9 Exemple 9 Ajout d'un agent chélatant en vue d'améliorer la stabilité de la mousse lorsqu'elle est contaminée par du calcium ou de l'eau de mer à un pH de 9. Les résultats sont présentés dans le Tableau 9.
5 Tableau 9 Ex. Agent Stabilisateur NaCI EDTA Quantit n moussant (mol.l-1)(g.l-1)requise pour dtruire la mousse Type % poidsType % poids CaCl2 Saumure Saumure (g.l-1 A B
) (ml.l-1 (ml.l-1 ) ) 9.1 FA5 1,95 S 1 0,05 1 3,16 2,4 320 1850 9.2 FA5 1,95 S 1 0,05 1 6,32 3,8 450 --Exemple 10 La compatibilité des mousses avec les modificateurs de rhéologie et les déblais de forage a été évaluée dans cet exemple. Les formulations mises en oeuvre et les propriétés mesurées sont présentées dans le Tableau 10 ci-dessous.
10 Tableau 10 Ex. Agent NaCI Cell Sol pH HL DR
n moussant 1 l Type % poids(mol.l-1)(g.l (g.l (min) (ml.miri 1) 1) 1) .
10.1.1FA5 2 1 3 - 9 238 0,42 10.1.2FA5 2 1 3 28,5 9 216 0,64 10.2.1FA4 2 1 3 - 9 93 0,76 10.2.2FA4 2 1 3 28,5 9 4 26,33 L'ajout ultérieur de sable n'a pas eu d'effet sur la stabilité de ces mousses.
Exemple 11 Les propriétés de filtration des mousses ont été testées en vue d'évaluer la tendance des fluides à s'écouler dans les strates poreuses environnantes dans le cas où
la pression au 15 sein des fluides venait à dépasser celle de la formation rocheuse (conditions de «
surpression » accidentelle). Les formulations testées et les résultats d'essai sont présentés dans le Tableau 11 ci-après.
Tableau 11 Ex. Agent NaCI Cell Sol pH FLFV FLT1~2 n moussant 1 1 Type % poids(mol.l~~)(g.l-1)(g.hl) (ml) 11.1.1FAS 2 1 3 5 9 9 2,5 11.1.2 12 3,75 11.1.3 14 5 11.2.1FAS 2 1 3 28,5 9 2 2,5 11.2.2 4 3,75 11.2.3 6 5 Exemple 12 Les propriétés rhéologiques des différentes mousses ont été mesurées au moyen de la méthode décrite ci-avant. Les matériaux testés et les résultats obtenus sont présentés dans le Tableau 12 ci-dessous.
Tableau 12 Ex. Agent moussantSS SR
n (Pa) (sec-1 ) 12.1.1 FA4 65 20 12.1.2 72 50 12.1.3 82 100 12.1.4 82 120 12.2.1 FAS 49 20 12.2.2 68 50 12.2.3 78 100 12.2.4 79 120 C12.1.1ADS 55 20 C12.1.2 70 SO
C12.1.3 79 100 C12.1.4 83 120 Exemple 13 Cet exemple simule l'utilisation d'une solution moussante au travers d'une série de cycles de moussage/rupture/remoussage et étudie les propriétés des mousses après un certain nombre de cycles. La mousse a été préparée comme décrit ci-avant à un pH de 9, détruite en ajustant le pH à environ 1 au moyen' d'une solution de HCl concentrée, et ramenée à un pH de 9 en vue du remoussage au moyen d'une solution de NaOH. La composition de la formulation et les propriétés sont présentées dans le Tableau 13 ci-dessous.
Tableau 13 Ex. Agent NaCI Cycle DR HL
n moussant n Type % poids(mol.l-1) (ml.miri (min) 1) 13.1 FA5 2 1 1 0,5 260 13.2 FA5 2 1 2 0,65 190 13.3 FA5 2 1 3 0,69 180 13.4 FA5 2 1 4 0,85 160 Exemple 14 On a évalué dans cet exemple l'effet des agents chélatants/séquestrants sur les propriétés des mousses en présence d'ions Ca. On a préparé une mousse en dissolvant tout d'abord 2 % en poids de tensioactif (agent moussant + stabilisateur) et 11,7 g de NaCI
(pour avoir une concentration molaire de 1) dans 200 ml d'eau distillée, le pH
étant ajusté
à 9 avec une solution de NaOH concentrée, puis en mettant en oeuvre 100 ml de la solution d'essai pour générer une mousse dans une éprouvette graduée au moyen d'un mélangeur Waring utilisé pendant 1 minute à faible vitesse. On a mesuré la hauteur maximale de mousse et la demi-vie de la mousse. On a répété l'opération de moussage en utilisant une solution à laquelle on avait ajouté 1,2 g.l~~ de CaCl2 (sous la forme de 2,4 g.l-~ de CaC12.6H20) et des quantités variables d'agent séquestrant. En cas de besoin, le pH a été
ajusté à 9 pour l'opération de moussage, au moyen d'une solution de NaOH
concentrée.
On a évalué pour certaines mousses l'effet de la rupture de la mousse par acidification comme décrit dans l'Exemple 13, le pH étant ensuite ajusté à 9 et on a évalué
le remoussage ; les résultats sont exprimés en % en volume de la mousse reformée (Re-FV
%). Les formulations et les résultats d'essai sont présentés dans le Tableau 14 ci-dessous.
Tableau 14 Ex. n Agent Stabilisateur CaClz EDTA Ca/ FH HL Re-FV
moussant (g.l-1)(g/1-1)EDTA (cm) (min) (%) Type % Type %
poids poids 14.1.1 FA5 2 S 0 0 0 - 16,2 10,42 -14.1.2 1,90 0,1 12,6 7,1 -14.1.3 1,80 0,2 13 4,95 -14.1.4 1,50 0,5 8,7 1,9 -14.1.5 0 2 4,9 0,75 -14.2.1 FA5 2 S 0 1,2 - - 0 0 -14.2.2 1,90 0,1 0 0 -14.2.3 1,80 0,2 0 0 -14.2.4 1,50 0,5 ~ 0 0 -14.2.5 0 2 5 0,65 -14.3.1 FA5 2 S1 0 1,2 3,18 1:1 9,75 4 60 14.3.2 1,90 0,1 11,6 4,17 92 14.3.3 1,80 0,2 9,4 3,93 72 14.3.4 1,50 0,5 10,2 2,35 117 14.3.5 0 2 - - -14.4.1 FA4 2,0 S 0 0 0 - 16,0 14,6 -14.4.2 1,9 0,1 14,9 6,92 -14.4.3 1,5 0,5 8,5 2,25 -14.5.1 FA4 2,0 S 0 1,2 - - 0 0 -14.5.2 1,9 0,1 0 0 -14.5.3 1,5 0,5 0 0 -14.6.1 FA4 2,0 S1 0 1,2 3,18 1:1 11,2 7,8 70 14.6.2 1,9 0,1 7,0 1,75 47 14.6.3 1,5 0,5 7,0 1,58 82 Exemple 15 Dans cet exemple, on a préparé et testé des mousses avec des cycles d'ajustage du pH et l'ajout de Ca. Les mousses ont été préparées comme décrit dans le cadre de l'essai de stabilité, à partir d'une solution des composants de la formulation dont le pH
a été ajusté à
9, et on a mesuré la hauteur de mousse FH et la demi-vie HL de la mousse afin de donner des valeurs « initiales ». On a ajusté le pH à 3 en ajoutant de l'acide afin de détruire totalement les mousses ; on a ensuite ajouté de l'alcali pour ajuster le pH à
9 et reformer les mousses, les valeurs de FH et HL étant mesurées pour donner des valeurs de « Cycle 1 ». On a ensuite ajouté du CaC12.6Hz0 en mélangeant pour avoir une concentration de CaCl2 de 1,2 g.l-' ; on a ajusté le pH à 9, on a remis les formulations sous la forme de mousses et on les a pour avoir des valeurs de « Cycle la ». On a répété
l'ajout d'acide pour détruire les mousses, l'ajout d'alcali, les opérations de remoussage et d'essai afin d'obtenir des résultats de « Cycle 2 ». Les formulations mises en oeuvre sont présentées dans le Tableau 15a et les propriétés mesurées des mousses sont présentées dans le Tableau 15b ci après.
Tableau 15a Ex. Agent Stabilisateur EDTA
n moussant Type Conc. Type Conc. (g.hl) (% poids) (% poids) 14.1 FA4 2 - - 3,18 14.2 FA4 1,9 S1 0,1 3,18 Tableau 15b Ex. Proprits n des mousses Initiales Cycle Cycle Cycle 1 la 2 FH HL FH HL FH HL FH HL
(cm) (min) (cm) (nain) (cm) (min) (cm) (min) 14.1 16,3 12,03 12 11,02 8 1,8 7,5 0,75 14.2 16,7 8,53 16,5 7,37 5,2 1,0 5,5 0,55 Exemple 16 La stabilité des mousses comprenant un épaississant polymérique cellulosique anionique lors de la contamination par différentes huiles a été étudiée avec une solution moussante aqueuse à un pH de 9 contenant 1,95 % de FA1, 0,05 % de S1, 1 fraction molaire de NaCI (env. 58,5 g.l-~) et 3,16 g.l-' d'EDTA. Les mousses ont été
préparées comme décrit pour l'essai de stabilité et l'huile a été ajoutée sous agitation modérée jusqu'à la rupture de la mousse. Le pourcentage en volume de cette quantité
d'huile par rapport au volume total de mousse a été calculé et a servi à évaluer la stabilité de la mousse à la contamination par l'huile. Les résultats sont présentés dans le Tableau 16 ci-après. Ces 5 données montrent que l'ajout d'un polymère cellulosique améliore la stabilité de la mousse, même en présence d'huiles hautement aromatiques. On a préparé des mousses similaires en utilisant une concentration supérieure en EDTA (9,48 g.l-1) pour obtenir des produits utilisables dans des environnements présentant un fort taux de contamination par le Ca et présentant une tolérance à l'huile du même ordre.
1o Tableau 16 Ex. n Polymre Huile Type g.l-1 Type % en volume 16.1.1 - 0 Huile 1 2, 8 16.1.2 - 0 Huile 2 > 20 16.1.3 - 0 Huile 3 < 0,5 16.1.4 - 0 Huile 4 2,75 16.2.1 Cell 1 1 Huile 1 9,5 16.2.2 Cell 1 1 Huile 2 > 20 16.2.3 Cell 1 1 Huile 3 5,75 16.2.4 Cell 1 1 Huile 4 6,25 16.3.1 Cell 1 3 Huile 3 7,75 19 PCT / FR02 / 03497 Example 7 This example illustrates the effect of using a cellulosic polymer in sight to modify the rheology of the foam. Different amounts of Cell 1 have been added to the solution used to prepare the foam; HL and DR have been tested for foams as well obtained. The addition of the polymer improves the stability of the foam.
The formulations and the results of the tests are presented in Table 7 below.
after.
Table 7 Ex. Agent Electrolyte pH Cell HL DR
n foaming 1 Type 7o weight Mol type l-1 (g) (min) (ml.miri 1) 5.1.1 FA5 2 NaCI 1 9 0 25 4.9 5.1.2 FA5 2 NaCl 1 9 1 55 2.0 5.1.3 FA5 2 NaCI 1 9 2 80 0.5 5.1.4 FA5 2 NaCI 1 9 3 240 0.4 5.2.1 FA4 2 NaCI I 9 0 20 5.8 5.2.2 FA4 2 NaCI 1 9 1 80 0.8 Example 8 This example illustrates the implementation of a stabilizer intended to improve the the stability of the foam when it is contaminated with calcium (under chloride form) according to the method described above. The formulations and the results obtained are presented in Table 8 below.
Table 8 Ex. Stabilizing agent NaCI CaCl2 pH FV Effect n foaming (mol.l-1) (g.ll) (1) Type lo Type% weight weight 8.1.1FA4 2 - 0 1 1 9 N / A The foam destroys itself 8.1.2FA4 1.7 Sl 0.3 1 1 9 1.0 8.2.1FA5 2 - 0 1 3 9 N / A The foam destroys itself 8.2.2FA5 1.7 S 1 0.3 1 3 9 0.9 Example 9 Addition of a chelating agent to improve the stability of the foam when is contaminated with calcium or seawater at a pH of 9. The results are presented in Table 9.
5 Table 9 Ex. Stabilizing agent NaCI EDTA Quantit n foaming (mol.l-1) (gl-1) required for destroy the foam Type% weight Type% weight CaCl2 Brine Brine (gl-1 AB
) (ml.l-1 (ml.l-1 )) 9.1 FA5 1.95 S 1 0.05 1 3.16 2.4 320 1,850 9.2 FA5 1.95 S 1 0.05 1 6.32 3.8 450 -Example 10 Compatibility of foams with rheology modifiers and spoil from drilling was evaluated in this example. The formulations used and the properties measured are presented in Table 10 below.
10 Table 10 Ex. Agent NaCI Cell Sol pH HL DR
n foaming 1 l Type% weight (mol.l-1) (gl (gl (min) (ml.miri 1) 1) 1) .
10.1.1FA5 2 1 3 - 9 238 0.42 10.1.2FA5 2 1 3 28.5 9 216 0.64 10.2.1FA4 2 1 3 - 9 93 0.76 10.2.2FA4 2 1 3 28.5 9 4 26.33 The subsequent addition of sand had no effect on the stability of these foams.
Example 11 The filtration properties of the foams were tested to assess the trend fluids to flow into the surrounding porous strata in the event that pressure at 15 within fluids exceeded that of the rock formation (conditions of "
"accidental overpressure"). Formulations tested and test results are presented in Table 11 below.
Table 11 Ex. Agent NaCI Cell Sol pH FLFV FLT1 ~ 2 n foaming 1 1 Type% weight (mol.l ~~) (gl-1) (g.hl) (ml) 11.1.1FAS 2 1 3 5 9 9 2.5 11.1.2 12 3.75 11.1.3 14 5 11.2.1FAS 2 1 3 28.5 9 2 2.5 11.2.2 4 3.75 11.2.3 6 5 Example 12 The rheological properties of the different foams were measured using of the method described above. The materials tested and the results obtained are presented in Table 12 below.
Table 12 Ex. Foaming agent SS SR
n (Pa) (sec-1) 12.1.1 FA4 65 20 12.1.2 72 50 12.1.3 82 100 12.1.4 82 120 12.2.1 FAS 49 20 12.2.2 68 50 12.2.3 78 100 12.2.4 79 120 C12.1.1ADS 55 20 C12.1.2 70 N / A
C12.1.3 79 100 C12.1.4 83 120 Example 13 This example simulates the use of a foaming solution through a series of foaming / breaking / foaming cycles and studying the properties of foam after a number of cycles. The foam was prepared as described above at a pH 9, destroyed by adjusting the pH to about 1 using an HCl solution concentrated, and brought back to a pH of 9 for backwashing using a NaOH solution. The formulation composition and properties are presented in the Table 13 below below.
Table 13 Ex. Agent NaCI Cycle DR HL
n foaming n Type% weight (mol.l-1) (ml.miri (min) 1) 13.1 FA5 2 1 1 0.5 260 13.2 FA5 2 1 2 0.65 190 13.3 FA5 2 1 3 0.69 180 13.4 FA5 2 1 4 0.85 160 Example 14 In this example, the effect of the chelating / sequestering agents on the properties of foams in the presence of Ca ions. A foam was prepared in dissolving everything first 2% by weight of surfactant (foaming agent + stabilizer) and 11.7 g from NaCI
(to have a molar concentration of 1) in 200 ml of distilled water, the pH
being adjusted at 9 with a concentrated NaOH solution, then using 100 ml of the solution test method for generating foam in a graduated cylinder using a mixer Waring used for 1 minute at low speed. We measured the height maximum of foam and the half-life of the foam. The foaming operation was repeated in using a solution to which we added 1.2 gl ~~ CaCl2 (in the form of 2.4 gl- ~ of CaC12.6H20) and varying amounts of sequestering agent. If needed, the pH was adjusted to 9 for the foaming operation, using a NaOH solution concentrated.
The effect of the rupture of the foam by acidification as described in Example 13, the pH then being adjusted to 9 and evaluated the backwashing; the results are expressed in% by volume of the reformed foam (Re-FV
%). The formulations and test results are shown in the Table 14 below.
Table 14 Ex. N Stabilizer CaClz EDTA Ca / FH HL Re-FV
foaming (gl-1) (g / 1-1) EDTA (cm) (min) (%) Type% Type%
weight weight 14.1.1 FA5 2 S 0 0 0 - 16.2 10.42 -14.1.2 1.90 0.1 12.6 7.1 -14.1.3 1.80 0.2 13 4.95 -14.1.4 1.50 0.5 8.7 1.9 -14.1.5 0 2 4.9 0.75 -14.2.1 FA5 2 S 0 1.2 - - 0 0 -14.2.2 1.90 0.1 0 0 -14.2.3 1.80 0.2 0 0 -14.2.4 1.50 0.5 ~ 0 0 -14.2.5 0 2 5 0.65 -14.3.1 FA5 2 S1 0 1.2 3.18 1: 1 9.75 4 60 14.3.2 1.90 0.1 11.6 4.17 92 14.3.3 1.80 0.2 9.4 3.93 72 14.3.4 1.50 0.5 10.2 2.35 117 14.3.5 0 2 - - -14.4.1 FA4 2.0 S 0 0 0 - 16.0 14.6 -14.4.2 1.9 0.1 14.9 6.92 -14.4.3 1.5 0.5 8.5 2.25 -14.5.1 FA4 2.0 S 0 1.2 - - 0 0 -14.5.2 1.9 0.1 0 0 -14.5.3 1.5 0.5 0 0 -14.6.1 FA4 2.0 S1 0 1.2 3.18 1: 1 11.2 7.8 70 14.6.2 1.9 0.1 7.0 1.75 47 14.6.3 1.5 0.5 7.0 1.58 82 Example 15 In this example, foams were prepared and tested with adjustment cycles of pH and addition of Ca. The foams were prepared as described in the context of the test of stability, from a solution of the components of the formulation including the pH
has been adjusted to 9, and the height of foam FH and the half-life HL of the foam were measured so to give "initial" values. The pH was adjusted to 3 by adding acid in order to to destroy totally foams; alkali was then added to adjust the pH to 9 and reform the foams, the values of FH and HL being measured to give values of "Cycle 1 ". CaC12.6Hz0 was then added while mixing to have a concentration of 1.2 g CaCl2; the pH was adjusted to 9, the formulations were returned to the shape of foams and we have them to have values of "Cycle la". We repeated adding acid to destroy mosses, adding alkali, backwashing operations and test in order to get "Cycle 2" results. The formulations used are presented in the Table 15a and the measured properties of the foams are presented in the Table 15b ci after.
Table 15a Ex. EDTA Stabilizing Agent n foaming Type Conc. Type Conc. (G.hl) (% weight) (% weight) 14.1 FA4 2 - - 3.18 14.2 FA4 1.9 S1 0.1 3.18 Table 15b Ex. Properties n of foams Initials Cycle Cycle Cycle 1 the 2 FH HL FH HL FH HL FH HL
(cm) (min) (cm) (dwarf) (cm) (min) (cm) (min) 14.1 16.3 12.03 12 11.02 8 1.8 7.5 0.75 14.2 16.7 8.53 16.5 7.37 5.2 1.0 5.5 0.55 Example 16 The stability of foams comprising a cellulosic polymeric thickener anionic during contamination by different oils has been studied with a solution aqueous foaming agent at pH 9 containing 1.95% FA1, 0.05% S1, 1 fraction molar of NaCl (approx. 58.5 gl- ~) and 3.16 gl- 'of EDTA. The foams were prepared as described for the stability test and the oil was added with stirring moderate until the foam breaks. The volume percentage of this quantity oil by ratio to the total volume of foam was calculated and used to assess the foam stability oil contamination. The results are presented in the Table 16 below. These 5 data show that the addition of a cellulosic polymer improves the stability of the foam, even in the presence of highly aromatic oils. We prepared foams similar using a higher EDTA concentration (9.48 gl-1) for get products usable in environments with a high rate of contamination by Ca and having an oil tolerance of the same order.
1o Table 16 Ex. N Oil Polymer Type gl-1 Type% by volume 16.1.1 - 0 Oil 1 2, 8 16.1.2 - 0 Oil 2> 20 16.1.3 - 0 Oil 3 <0.5 16.1.4 - 0 Oil 4 2.75 16.2.1 Cell 1 1 Oil 1 9.5 16.2.2 Cell 1 1 Oil 2> 20 16.2.3 Cell 1 1 Oil 3 5.75 16.2.4 Cell 1 1 Oil 4 6.25 16.3.1 Cell 1 3 Oil 3 7.75
Claims (17)
R1O - (EO)n - OP(O)O2H x Cat1y où :
- R1 désigne un groupe hydrocarboné aliphatique ;
- EO un groupe éthylènoxy ;
- n est un nombre de 0 et 10 ;
- Cat1 est un cation présentant une cationicité monovalente ;
- x est un nombre de 0 et 1 ;
- y est un nombre de 1 et 2 ; et - x + Y = 2. 3. Method according to one of claims 1 or 2, in which the mono-ester phosphate is a compound of formula (I):
R1O - (EO)n - OP(O)O2H x Cat1y where :
- R1 denotes an aliphatic hydrocarbon group;
- EO an ethyleneoxy group;
- n is a number of 0 and 10;
- Cat1 is a cation with monovalent cationicity;
- x is a number of 0 and 1;
- y is a number of 1 and 2; and - x + Y = 2.
R2 - (OCH2-CH2)m - OSO3 Cat2 où:
- R2 désigne un groupe alkyle de C8 à C16, plus généralement de C10 à C14 et notamment C12 ;
- m est un nombre de 1 et 10, plus généralement de 2 à 5 (et peut être non-entier) ; et - Cat2 est un cation présentant une cationicité monovalente. 8. A method according to claim 7, wherein the foam stabilizer is a surfactant of the alkyl-ether sulfate type of formula (II):
R2 - (OCH2-CH2)m - OSO3 Cat2 where:
- R2 denotes an alkyl group from C8 to C16, more generally from C10 to C14 and in particular C12;
- m is a number from 1 and 10, more generally from 2 to 5 (and can be non-entire) ; and - Cat2 is a cation with monovalent cationicity.
[R3O - (AO)n]m - P(O)O2 Cat3k (III) où:
- R3 désigne un groupe hydrocarboné aliphatique ;
- AO un groupe alkylènoxy, en particulier un groupe éthylènoxy ;
- n est un nombre de 10 et 25 ;
m est un nombre de 1 et 2 ;
k est un nombre de 1 et 2, avec k + m=2 ; et - Cat3 est un cation présentant une cationicité monovalente. 9. A method according to claim 7, wherein the foam stabilizer is a water-soluble alkyl ether phosphate having the formula (III):
[R3O - (AO)n]m - P(O)O2 Cat3k (III) where:
- R3 denotes an aliphatic hydrocarbon group;
- AO an alkylenoxy group, in particular an ethylenoxy group;
- n is a number of 10 and 25;
m is a number of 1 and 2;
k is a number of 1 and 2, with k + m=2; and - Cat3 is a cation with monovalent cationicity.
R4-CONH-(AO)m-H (IV) où:
- R4 désigne un hydrocarbyle de C8 à C22 ;
- AO est un groupe alkylènoxy ;
- m est un nombre de 1 et 10. 10. A method according to claim 7, wherein the foam stabilizer is a fatty acid alkanolamide derivative of formula (IV):
R4-CONH-(AO)mH (IV) where:
- R4 denotes a C8 to C22 hydrocarbyl;
- AO is an alkylenoxy group;
- m is a number from 1 and 10.
acide auquel la mousse se détruit, généralement un pH inférieur à 4, pour former une suspension aqueuse de déblais de forage, les déblais étant ensuite séparés de la suspension, ce qui permet de reformer une solution aqueuse d'agent moussant. 13. Method according to one of claims 1 to 12, comprising the evacuation of spoil drilling by introduction into the well of an aqueous foam formed from of one aqueous solution of a foaming agent consisting of or comprising at least one mono-ester aliphatic hydrocarbyl phosphate, the aqueous phase of the foam having a pH at minus equal to 5, as well as a gas, the foam causing the cuttings to rise from drilling up to the head of the well and the pH of the foam containing the cuttings being brought back to a pH
acid to which the foam breaks down, usually at a pH below 4, to form a suspension aqueous drill cuttings, the cuttings being then separated from the suspension, which allows to reform an aqueous solution of foaming agent.
to which the foam breaks down, usually at a pH below 4, to form a suspension aqueous drill cuttings, (iii) the drill cuttings are separated from the suspension to produce a aqueous solution reformed foaming agent, (iv) the aqueous solution is recycled to step (i), adding to the solution aqueous agent lathering the necessary amounts of fresh ingredients such as water and/or an agent foaming.
is not greater than 3.
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